HG nr. 877/2023

Anexa 1 COMPONENȚA

Comandamentului energetic de iarnă

1.

Ministerul Energiei

2.

Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice și Administrației

3.

Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei

4.

Administrația Națională „Apele Române“

5.

Operatorii de transport și sistem:

–

Compania Națională de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica“ - S.A.

–

Societatea Națională de Transport Gaze Naturale „Transgaz“ - S.A. Mediaș

6.

Operatori economici din sectorul energiei și al gazelor naturale:

–

Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale „Hidroelectrica“ - S.A.

–

Societatea Națională „Nuclearelectrica“ - S.A.

–

Societatea Complexul Energetic Oltenia - S.A.

–

Societatea Complexul Energetic Hunedoara - S.A.

–

Societatea Electrocentrale București - S.A.

–

Societatea Națională de Gaze Naturale „Romgaz“ - S.A.

–

Societatea OMV Petrom - S.A.

–

Societatea Distribuție Energie Electrică România - S.A.

–

Societatea E-Distribuție Muntenia - S.A.

–

Societatea Distribuție Oltenia - S.A.

–

Societatea Delgaz Grid - S.A.

–

Filiala de Înmagazinare Gaze Naturale DEPOGAZ Ploiești - S.R.L.

–

Societatea E-ON Gaz România

–

Societatea E-ON Gaz Furnizare - S.A.

–

Societatea Engie - S.A.

–

Distrigaz Sud Rețele - S.R.L.

–

Societatea Operatorul Pieței de Energie Electrică și de Gaze Naturale „Opcom“ - S.A.

Anexa 2 ANALIZA ESTIMATIVĂ ȘI MĂSURILE

privind funcționarea în bune condiții a Sistemului electroenergetic

național în perioada 1 noiembrie 2023-31 martie 2024

Prezentul document are ca obiective principale evaluarea consumului intern de energie electrică și termică în cogenerare al țării în perioada 1 noiembrie 2023-31 martie 2024, pentru satisfacerea acestuia în condiții de calitate și siguranță în alimentare și funcționare sigură și stabilă a Sistemului electroenergetic național, stabilirea resurselor energetice necesare, precum și evaluarea resurselor financiare aferente.

La elaborarea acestui document au fost avute în vedere prevederile art. 3 din Regulamentul (UE) 2019/943 al Parlamentului European și al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piața internă de energie electrică, unde sunt stabilite principiile de funcționare a piețelor de energie electrică.

Evidențiem principiul statuat la lit. (n) a art. 3 din regulamentul menționat, conform căruia: „(n) normele pieței permit intrarea și ieșirea întreprinderilor producătoare de energie electrică și a întreprinderilor de stocare a energiei și a întreprinderilor furnizoare de energie electrică pe baza evaluării efectuate de întreprinderile respective cu privire la viabilitatea economică și financiară a operațiunilor lor“.

De asemenea, au fost avute în vedere prevederile art. 3 alin. (3) din Directiva (UE) 2019/944 a Parlamentului European și a Consiliului din 5 iunie 2019 privind normele comune pentru piața internă de energie electrică și de modificare a Directivei 2012/27/UE, conform cărora: „(3) Statele membre se asigură că nu există obstacole nejustificate în cadrul pieței interne de energie electrică în ceea ce privește intrarea pe piață, funcționarea pieței și ieșirea de pe piață, fără a aduce atingere competențelor rezervate statelor membre în relațiile cu țări terțe.“, precum și ale

art. 23 alin. (12) din Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012 , cu modificările și completările ulterioare, potrivit căruia: „(12) Participarea la oricare piață de energie electrică este voluntară pentru participanții la piață.“

A.

Estimarea balanței producție-consum de energie electrică și termică în cogenerare pentru perioada 1 noiembrie 2023-31 martie 2024

A1.

Estimarea consumului brut de energie Temperaturile medii lunare realizate în perioada noiembrie 2022-martie 2023 au fost mai ridicate decât mediile lunare multianuale în tot intervalul. Cea mai mare abatere față de temperatura medie multianuală s-a înregistrat în luna ianuarie (mai cald cu 5,1 °C), iar cea mai mică în luna februarie (mai cald cu 0,9 °C).

În tabelul nr. 1 evidențiem valorile medii lunare ale temperaturilor înregistrate în ultimii ani în lunile de iarnă prin raportare la norma climatologică standard.

Tabelul nr. 1 - Valorile medii lunare ale temperaturilor înregistrate în ultimii ani în lunile de iarnă și norma climatologică standard

[°C]

Norma

Luna

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

3,8

Noiembrie

3,5

5

4,7

8,7

4,2

5,7

4,6

-

– 0,8

Decembrie

– 2

1,5

– 0,8

2,3

2,9

1,1

0

-

– 1,9

Ianuarie

– 2,3

– 6

0

– 2,1

– 0,7

– 0,1

– 0,8

3,2

– 0,2

Februarie

4,7

0,5

– 0,7

1,5

2,9

1,4

2,1

0,7

4,1

Martie

3,5

6,9

2,4

6,4

2,6

4,2

2,0

5,5

La nivelul anului 2023, din cauza prețului ridicat al energiei electrice, a evoluției mai lente a economiei, precum și a producției de energie electrică realizată la nivelul prosumatorilor, prin utilizarea panourilor fotovoltaice - producție care însă este încă dificil de înregistrat, consumul brut de energie electrică măsurat a înregistrat în prima jumătate a anului 2023 o scădere de peste 8% față de aceeași perioadă a anului precedent.

La data de 31 mai 2023, puterea instalată în panourile fotovoltaice ale prosumatorilor era de 867 MW. Pe fondul interesului crescut manifestat pentru instalarea de panouri fotovoltaice și programele derulate de Administrația Fondului pentru Mediu, pentru iarna 2023-2024 s-a estimat punerea în funcțiune a unor capacități având o putere instalată de cca 1.500 MW în astfel de instalații de producere a energiei electrice. Pentru producția aferentă acestora, care se scade din consumul estimat la nivel național, pe perioada de iarnă s-a considerat un grad de încărcare similar cu al centralelor electrice fotovoltaice pentru care există sisteme de măsură.

Evoluția consumului brut de energie electrică din ultimii ani, precum și informații privind valorile de consum înregistrate în perioada de iarnă 2022-2023 sunt prezentate în tabelele nr. 2 și 3 de mai jos: Tabelul nr. 2 - Valorile consumului intern brut de energie electrică realizate în ultimii ani în lunile de iarnă

[GWh]

Luna/Anul

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Ianuarie

5551

5630

5896

5671

5819

5593

5625

5536

4893

Februarie

4979

4971

5177

5313

5178

5141

5189

4858

4582

Martie

5176

5135

5204

5769

5266

5093

5551

5243

4751

Noiembrie

5019

5258

5277

5340

5091

5237

5142

4621

-

Decembrie

5242

5638

5502

5733

5391

5528

5576

4880

-

Tabelul nr. 3 - Valorile consumului, producției la vârf și temperaturile realizate în perioada 1 noiembrie 2022-31 martie 2023

Luna

Noiembrie

2022

Decembrie

2022

Ianuarie

2023

Februarie

2023

Martie

2023

Consumul intern brut de energie electrică

[GWh]

4621

4880

4893

4582

4751

Vârful maxim de consum

[MW]

7848

8250

8285

8354

7776

Temperatura medie lunară realizată

[°C]

6,4

2,3

3,2

0,7

5,5

Temperatura medie lunară multianuală

[°C]

3,8

– 0,8

– 1,9

– 0,2

4,1

Abaterea față norma climatologică standard

[°C]

2,6

3,1

5,1

0,9

1,4

Vârful maxim de producție

[MW]

8388

8410

9924

9691

8658

Pentru estimarea consumului brut de energie electrică al țării aferent perioadei 1 noiembrie 2023-31 martie 2024, Dispecerul energetic național, denumit în continuare DEN, a considerat un scenariu mediu, cu temperaturi în jurul mediilor lunare multianuale și un scenariu pesimist, cu temperaturi medii lunare mai scăzute cu până la 2 °C față de cele multianuale.

În scenariul mediu, pentru fiecare lună din perioada noiembrie 2023-martie 2024, în ipoteza unor temperaturi similare celor multianuale, s-a aplicat o corecție pozitivă cu temperatura între 2% și 7% pentru fiecare lună, luând ca referință perioada similară din iarna 2022-2023 în care temperatura medie a sezonului a fost cu aproape 2,5 °C peste cea multianuală. S-a mai ținut cont de faptul că o parte din sărbătorile legale (25 decembrie 2023, 1 ianuarie 2024) nu se mai suprapun cu zilele de duminică, rezultând un număr mai mic de zile lucrătoare în perioada de iarnă. De asemenea, s-a luat în considerare și faptul că anul 2024 va avea 366 de zile; fiind bisect, luna februarie va avea 29 de zile. Din valorile obținute s-au scăzut cca 50-100 GWh reprezentând producția estimată pentru prosumatori în luna respectivă. În aceste condiții, consumul intern brut prognozat în scenariul mediu pentru intervalul 1.11.2023-31.03.2024 este de 24.400 GWh, cu cca 2,8% mai mare decât valoarea de 23.727 GWh înregistrată în iarna anterioară.

În scenariul pesimist s-a făcut o analiză similară, considerând pentru fiecare lună temperaturi medii mai scăzute cu 1-2 °C decât cele multianuale, ceea ce determină un consum lunar cu până la 150 GWh mai mare decât în scenariul mediu. Consumul intern brut prognozat în acest scenariu pentru intervalul 1.11.2023-31.03.2024 este de 25.150 GWh, cu cca 6% mai mare decât valoarea de 23.727 GWh înregistrată în sezonul de iarnă precedent.

Pentru aceeași perioadă, respectiv noiembrie 2023-martie 2024, Comisia Națională de Strategie și Prognoză, denumită în continuare CNSP, a prognozat un consum mediu de 23.590 GWh, respectiv cu 0,6% mai mic față de valorile înregistrate în perioada similară a anului precedent.

Ținând cont de aceste ipoteze, prognozele de consum sunt prezentate în tabelul nr. 4 de mai jos: Tabelul nr. 4 - Consumul intern de energie electrică - valori estimate - medii lunare

[GWh]

Luna

Noiembrie 2023

Decembrie 2023

Ianuarie 2024

Februarie 2024

Martie 2024

Prognoză DEN

Scenariu mediu

4.750

5.000

5.200

4.700

4.750

Prognoză DEN

Scenariu pesimist

4.900

5.150

5.350

4.850

4.900

Prognoză CNSP

4.560

4.795

4.895

4.625

4.715

Realizat

noiembrie 2022-martie 2023

4.621

4.880

4.893

4.582

4.751

Având în vederea evoluția consumului de energie electrică din ultimele perioade de iarnă, dar și a faptului că estimările meteorologice de lungă durată au un grad ridicat de incertitudine, balanța producție-consum va conține ambele scenarii analizate de DEN, respectiv scenariul mediu, în care consumul intern brut prognozat pentru intervalul 1.11.2023-31.03.2024 este de 24.400 GWh, cu cca 2,8% mai mare decât valoarea de 23.727 GWh înregistrată în iarna anterioară, precum și scenariul pesimist în care a fost prognozată o creștere a consumului la valoarea de 25.150 GWh, cu cca 6% mai mare decât consumul înregistrat în iarna 2022-2023.

A2.

Estimarea producției de energie electrică și termică în cogenerare În cadrul balanței de energie estimate pentru perioada 1 noiembrie 2023-31 martie 2024 au fost incluși producătorii de energie electrică și producătorii de energie electrică și termică în cogenerare cu unități dispecerizabile, precum și o parte dintre producătorii de energie electrică și termică în cogenerare aferenți unităților administrativ-teritoriale, considerați relevanți de către Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice și Administrației. În vederea estimării producției, au fost avute în vedere unitățile de producție existente, cele puse în funcțiune în cursul anului 2023 (231 MW, în principal pe bază de producție din surse regenerabile), precum și grupurile scoase din funcțiune în anul 2023 (2 grupuri de 330 MW ale Societății „Complexul Energetic Oltenia“ - S.A.).

Producțiile estimate și comunicate de producătorii clasici de energie electrică și de energie electrică și termică în cogenerare s-au bazat pe estimările din cadrul bugetelor de venituri și cheltuieli aprobate în anul 2023, respectiv pe contractele de vânzare a energiei electrice aflate în derulare sau care se estimează a fi încheiate.

Pentru energia regenerabilă s-au estimat producții de energie similare cu cele din sezonul anterior în centralele eoliene și în cele care funcționează pe biomasă, producții mai mari cu până la 50% în cele fotovoltaice, ținând cont de puterile noi instalate în acest tip de centrale, și, respectiv, mai mici în centralele hidroelectrice, corespunzătoare unui sezon secetos.

Așa cum am menționat anterior, la nivelul prosumatorilor se estimează existența unei puteri instalate de circa 1.500 MW în perioada de iarnă, pentru producția aferentă acestora considerându-se un grad de încărcare similar cu al centralelor electrice fotovoltaice de puteri mari.

A3.

Soldul de schimb de energie electrică Referitor la soldul de import/export (tabelul nr. 5), față de sezonul de iarnă anterior, în contextul unui consum estimat mai mare, DEN a considerat un sold de import pentru fiecare lună, pornind și de la evoluția schimburilor transfrontaliere din anii anteriori. În acest sens, valorile lunare ale soldului de import au fost estimate la 100 GWh (un total de 500 GWh) în scenariul moderat și 250 GWh în cel pesimist (un total de cca 1.250 GWh).

Totodată, CNSP a estimat, pentru perioada noiembrie 2023-martie 2024, un sold total de export de 465 GWh, cu mențiunea că aceste estimări sunt supuse unor riscuri privind evoluția contextului geopolitic actual și a condițiilor climatice, având valabilitate limitată în timp.

Tabelul nr. 5 - Valorile soldului de schimb export-import („+“ import; „–“ export)

Sold estimare

[UM]

[GWh]

Noiembrie 2023

Decembrie 2023

Ianuarie 2024

Februarie 2024

Martie 2024

Cumulat

DEN

s. mediu

100

100

100

100

100

500

s. pesimist

250

250

250

250

250

1.250

CNSP

60

– 55

– 250

– 140

– 80

– 465

Deși soldul de schimb, ca valori medii lunare, rezultat din balanța producție-consum (tabelul nr. 6) indică un import pe primele trei luni în scenariul pesimist, respectiv export pe toată perioada în scenariul moderat, acest lucru nu se va regăsi pe toate intervalele de tranzacționare. Față de cel prognozat, nivelul soldului de schimb va varia în funcție de condițiile unui preț mai mic/mare din exterior față de prețul energiei produse în țară, de condițiile climatice înregistrate la nivel regional, precum și de existența unei lipse crescute/excedent de oferte de vânzare a energiei electrice la nivel național.

A4.

Balanța producție internă-consum intern - soldul de schimb de energie electrică Tabelul nr. 6 - Balanța producție-consum de energie electrică

Producția și consumul brut de energie electrică

Producția și consumul brut de energie electrică Prognoza valorilor medii lunare pentru perioada 1 noiembrie 2023-31 martie 2024

UM

Noiembrie 2023

Decembrie 2023

Ianuarie 2024

Februarie 2024

Martie 2024

Cumulat

Total producție S.E.N. prognozată

mii MWh

4.814,629

5.064,928

5.202,088

4.950,757

5.332,911

25.365,312

MW

6.686,984

6.807,699

6.992,053

7.113,156

7.167,891

6.953,210

Cărbune*

mii MWh

788,471

821,771

795,143

747,098

745,651

3.898,134

MW

1.095,099

1.104,531

1.068,741

1.073,417

1.002,219

1.068,567

Hidrocarburi*

mii MWh

1.287,358

1.415,045

1.400,577

1.285,739

1.340,393

6.750,378

MW

1.787,997

1.901,942

1.882,496

1.847,325

1.801,603

1.850,433

Nuclear

mii MWh

910,800

947,112

946,368

883,920

942,867

4.631,067

MW

1.265,000

1.273,000

1.272,000

1.270,000

1.267,294

1.269,481

Surse regenerabile,

din care

mii MWh

1.828,000

1.881,000

2.060,000

2.034,000

2.304,000

10.107,000

MW

2.538,889

2.528,226

2.768,817

2.922,414

3.096,774

2.770,559

în centrale hidroelectrice**

mii MWh

1.038,000

1.166,000

1.045,000

1.044,000

1.444,000

5.737,000

MW

1.441,667

1.567,204

1.404,570

1.500,000

1.940,860

1.572,643

Total eoliene, fotovoltaice, biomasă, respectiv

mii MWh

790,000

715,000

1.015,000

990,000

860,000

4.370,000

MW

1.097,222

961,022

1.364,247

1.422,414

1.155,914

1.197,917

în centrale eoliene

mii MWh

550,000

600,000

900,000

800,000

600,000

3.450,000

MW

763,889

806,452

1.209,677

1.149,425

806,452

945,724

în centrale fotovoltaice, inclusiv prosumatori

mii MWh

200,000

75,000

75,000

150,000

220,000

720,000

MW

277,778

100,806

100,806

215,517

295,699

197,368

în centrale pe biomasă

mii MWh

40,000

40,000

40,000

40,000

40,000

200,000

MW

55,556

53,763

53,763

57,471

53,763

54,825

Consum brut țară

scenariul moderat

mii MWh

4.750,000

5.000,000

5.200,000

4.700,000

4.750,000

24.400,000

MW

6.597,222

6.720,430

6.989,247

6.752,874

6.384,409

6.688,596

Consum brut țară

scenariul pesimist

mii MWh

4.900,000

5.150,000

5.350,000

4.850,000

4.900,000

25.150,000

MW

6.805,556

6.922,043

7.190,860

6.968,391

6.586,022

6.894,189

Acoperire consum din producția internă

scenariul moderat

mii MWh

64,629

64,928

2,088

250,757

582,911

965,312

MW

89,762

87,269

2,806

360,282

783,482

264,614

Acoperire consum din producția internă***

scenariul pesimist

mii MWh

-85,371

-85,072

-147,912

100,757

432,911

215,312

MW

-118,571

-114,344

-198,807

144,765

581,869

59,022

* Include valori estimate pentru CET UAT Iași.

** Valorile includ și producția aferentă autoproducătorilor, precum și a centralelor deținute de S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA - S.A. de la Porțile de Fier I și II. În funcție de evoluția situației hidrologice, valorile pot suferi modificări.

*** Valorile cu minus reprezintă practic necesarul de import, medie lunară.

Analizând valorile estimative medii lunare și având în vedere evoluția producției interne de energie electrică din iernile anterioare, se constată că închiderea balanței producție-consum va fi direct influențată de producțiile din surse regenerabile și că, în condiții meteorologice deosebite (viscol, secetă pedologică, temperaturi extrem de reci etc.), vor exista perioade de neacoperire a vârfurilor de consum de energie electrică din producția internă. În același timp, spre deosebire de perioadele anterioare analizate, din cauza scăderii accentuate a consumului, dacă această tendință se va menține, valorile de import și potențialele perioade de neacoperire a vârfurilor de consum ar putea fi mai reduse decât cele estimate în anii anteriori.

A5.

Producția de energie termică a principalilor furnizori de căldură, producători de energie termică în cogenerare În cazul energiei termice, estimările primite din partea centralelor care furnizează agent termic pentru populație, producători de energie electrică în cogenerare, acoperă un consum mediu de energie termică de 6,25 mil. Gcal. Estimările sunt făcute în ipoteza că centralele în cogenerare vor avea posibilitatea de a-și asigura combustibilul necesar pentru producerea de energie electrică și termică (în principal gaze naturale).

Tabelul nr. 7 - Prognoza producției de energie termică pentru a fi livrată în principalele centrale termoelectrice și termice

Producția de energie termică

1 noiembrie 2023-31 martie 2024

Noiembrie 2023

Decembrie 2023

Ianuarie 2024

Februarie 2024

Martie 2024

[mii Gcal]

990,249

1.376,292

1.388,994

1.242,382

1.192,062

A6.

Estimarea balanței stocurilor de combustibili și volumele de apă din principalele acumulări energetice pentru perioada 1 noiembrie 2023-31 martie 2024

A6.1.

Combustibili Având în vedere stocurile necesar a fi constituite de producători, precum și cantitățile de energie electrică și energie termică în cogenerare prognozate a fi produse în intervalul 1 noiembrie 2023-31 martie 2024, de 25,4 TWh și, respectiv, 6,25 mil. Gcal, achiziția, consumul și stocurile de combustibili la finele lunilor de analiză sunt estimate după cum urmează în tabelul următor:

Tabelul nr. 8 - Estimarea privind achiziția și consumul de combustibili în principalele centrale termoelectrice

Achiziția și consumul de combustibili*

U.M.

Noiembrie 2023

Decembrie 2023

Ianuarie 2024

Februarie 2024

Martie 2024

Cumulat

Achiziții de combustibili

Cărbune

mii tone

1.523,200

1.427,871

1.285,266

1.252,407

1.354,074

6.876,986

Gaze

mil. mc

310,284

342,747

346,818

311,024

323,141

1.634,015

Păcură

mii tone

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

Biomasă

mii tcc

6,500

6,500

6,500

6,500

6,500

32,500

Consum de combustibili

Cărbune

mii tone

1.479,703

1.543,795

1.496,743

1.408,595

1.367,398

7.296,234

Gaze

mil. mc

330,193

383,433

386,662

345,366

354,507

1.799,319

Păcură

mii tone

0,442

0,222

0,424

0,196

0,424

1,708

Biomasă

mii tcc

6,400

6,600

6,600

6,300

6,600

32,500

* Nu sunt cuprinse datele aferente centralelor termoelectrice aferente autoproducătorilor.

A6.2.

Volumul de apă din principalele lacuri de amenajare În baza prognozei meteorologice elaborate de Administrația Națională de Meteorologie și a prognozei hidrologice realizate de Institutul Național de Hidrologie și Gospodărire a Apelor, Administrația Națională „Apele Române“, denumită în continuare ANAR, în calitate de administrator al apelor din domeniul public al statului, a elaborat Prognoza valorilor minimale ale stocurilor de apă din principalele lacuri de acumulare pentru perioada 1 noiembrie 2023-31 martie 2024. Analizând estimările ANAR și ținând cont de faptul că prognozele elaborate pe o perioadă lungă de timp sunt caracterizate printr-un grad relativ redus de realizare/corectitudine, rezervele de apă din principalele lacuri de amenajare au fost estimate luând în considerare asigurarea în mod continuu a cerințelor de apă pentru populație și a altor cerințe social-economice esențiale, precum și necesarul resursei hidro în balanța producție-consum de energie electrică. În tabelul următor sunt prezentate volumele minimale de apă, corespunzătoare sfârșitului de lună, în principalele acumulări energetice.

Tabelul nr. 9 - Rezervele de apă corespunzătoare sfârșitului de lună

Perioada

Noiembrie 2023

Decembrie 2023

Ianuarie 2024

Februarie 2024

Martie 2024

Acumulări energetice

V_NNR

V_brut

c.u.

V_brut

c.u.

V_brut

c.u.

V_brut

c.u.

V_brut

c.u.

Bazin hidrografic (B.H.)

mil. mc

mil. mc

%

mil. mc

%

mil. mc

%

mil. mc

%

mil. mc

%

Vidraru (B.H. Argeș)

462,2

315

68

306

66

287

62

262

57

240

52

Izvorul Muntelui (B.H. Bistrița)

1.122

590

52

490

43

390

34

290

26

227

20

Vidra (B.H. Lotru)

340,3

191

56

190

55

183

53

150

44

90

26

Fântânele (B.H. Someș)

195,45

129

66

103

52

102

52

92

47

80

41

Drăgan (B.H. Crișul Repede)

111,95

68

61

54

48

54

48

52

46

46

41

Oașa (B.H. Sebeș)

123,14

74

60

55

45

53

43

52

42

48

39

Valea lui Iovan (B.H. Cerna)

122,12

81

66

70

57

66

54

57

47

49

40

Gura Apelor (B.H. Râul Mare)

194,02

60

31

50

25

40

20

30

15

20

10

Siriu (B.H. Buzău)

76,42

56

73

54

71

54

71

53

70

53

70

Poiana Mărului (B.H. Bistra Mărului)

94,06

65

69

48

51

46

49

39

41

31

33

Pecineagu (B.H. Dâmbovița)

60,3

28

46

28

46

28

46

28

46

28

46

Râușor (B.H. Târgului)

52,34

36

69

33

63

33

63

32

61

30

57

V_NNR = volumul brut corespunzător nivelului normal de retenție.

c.u. = coeficient de umplere corespunzător volumelor brute.

A.7.

Stocuri Tabelul nr. 10 - Stocurile estimate a fi constituite până la 1 noiembrie 2023

UM

Estimat

1.11.2023

Realizat

1.11.2022

Cărbune

mii tone

1.171

857

Păcură

mii tone

7,551

10,2

Gaze naturale înmagazinate*

mld. mc

3,10

2,96

Rezerva de energie echivalentă în principalele lacuri

mii MWh

1.817

2.119

* Obligația de stocare este de 2,85 mld. mc, respectiv 90% din capacitatea de stocare.

Tabelul nr. 11 - Estimarea evoluției stocurilor de combustibil la sfârșitul fiecărei luni

Stoc de combustibili

[mii tone]

Noiembrie 2023

Decembrie 2023

Ianuarie 2024

Februarie 2024

Martie 2024

Cărbune

1.238,982

1.112,137

863,795

657,400

599,401

Păcură

6,801

6,500

7,076

7,100

6,476

Biomasă

10,100

10,000

9,900

10,100

10,000

Grad de umplere depozite înmagazinare gaze

93

78

58

38

33

Tabelul nr. 12 - Valorile minime ale energiei echivalente și gradul de umplere în marile lacuri de acumulare la sfârșitul fiecărei luni

Estimat

Energie echivalentă [mii MWh]

Octombrie 2023

Noiembrie 2023

Decembrie 2023

Ianuarie 2024

Februarie 2024

Martie 2024

1.817

1.615

1.382

1.231

990

715

coeficient de umplere*

[%]

59

52

44

38

30

22

* Corespunzător volumelor utile.

Operatorul economic producător de energie electrică în hidrocentrale are obligația de a monitoriza permanent nivelul stocurilor de apă, astfel încât să asigure în lacurile de acumulare, la sfârșitul fiecărei luni, o rezervă de energie mai mare sau cel puțin egală cu cea din tabelul nr. 12.

Prin exploatarea centralelor hidroelectrice, operatorul economic producător de energie electrică în hidrocentrale va urmări ca valorile volumelor de apă din amenajările hidroenergetice să se încadreze în programele de exploatare a principalelor lacuri de acumulare ce vor fi elaborate lunar de către ANAR și reactualizate în cazul producerii unor modificări majore ale regimului hidrologic, în scopul satisfacerii cu prioritate a cerințelor de apă pentru populație și a altor cerințe social-economice esențiale.

În cazul unui deficit hidrologic accentuat, la solicitarea Comandamentului energetic de iarnă, se vor conveni măsurile necesare astfel încât să nu fie pusă în pericol funcționarea sigură și stabilă a Sistemului electroenergetic național, în urma unor analize efectuate cu toți factorii implicați.

B.

Măsuri pentru derularea în bune condiții a activităților operatorilor economici în perioada 1 noiembrie 2023-31 martie 2024 Balanța de energie electrică (producție-consum), producția de energie termică produsă în cogenerare, achizițiile și stocurile de combustibili, precum și volumele de apă din marile amenajări hidroenergetice reprezintă elemente ale unui scenariu orientativ care va putea suferi ajustări în funcție de cerințele de asigurare a securității în exploatare și stabilității în funcționare a Sistemului electroenergetic național, de modificările climatice înregistrate, precum și în funcție de programele lunare de exploatare a principalelor lacuri de acumulare, în concordanță cu situațiile care pot apărea, fără a mai fi necesară modificarea prezentei anexe.

Pentru a se asigura un nivel de certitudine suficient de ridicat în acoperirea curbei de sarcină a SEN, chiar și la apariția unor situații-limită conform scenariilor evaluate de DEN, operatorul de transport și de sistem consideră necesară îndeplinirea unor măsuri și acțiuni de pregătire și monitorizare a funcționării SEN, după cum urmează:

1.

asigurarea din timp, la nivelul tuturor producătorilor de energie electrică, a cantităților de resurse energetice primare care să asigure alimentarea cu energie electrică a consumului, precum și a rezervelor necesare acoperirii dezechilibrelor generate de subcontractarea pe piețele de energie electrică, de ieșirile accidentale din funcțiune ale grupurilor energetice, disfuncționalitățile generate de condițiile meteorologice deosebite, creșteri ale consumului peste valorile estimate etc., respectiv pentru alimentarea cu energie electrică a Republicii Moldova, dacă situația energetică din zonă o va impune;

2.

realizarea unui stoc de combustibil de siguranță în centralele cu funcționare pe cărbune. În situații excepționale prevăzute de lege, pentru buna desfășurare a activității și a îmbunătățirii fluxului de combustibili, operatorii economici pot accesa, potrivit legislației în vigoare, combustibilii de la rezervele de stat;

3.

asigurarea unei rezerve energetice minime în lacurile aferente centralelor hidroelectrice;

4.

menținerea coordonării și colaborării instituționale între toate entitățile implicate în asigurarea măsurilor privind nivelul de siguranță și securitate în funcționare a Sistemului electroenergetic național și în realizarea stocurilor de siguranță (autoritățile guvernamentale, operatori de rețele electrice și de gaze naturale, producători etc.);

5.

asigurarea alimentării cu gaze naturale a centralelor cu funcționare pe gaze chiar în situații cu condiții meteorologice extreme (ger);

6.

realizarea unui stoc de gaze naturale înmagazinate în depozite, într-un volum de cel puțin 90% din capacitatea de înmagazinare. Neasigurarea precedentelor două măsuri poate avea un impact semnificativ din următoarele puncte de vedere:

a)

tehnic - prin reducerea cantității de gaze naturale extrase zilnic din depozite, care poate conduce la degradarea parametrilor de funcționare ai rețelei naționale de transport a gazelor naturale, cu riscul de a indisponibiliza producția de energie a unor mari producători care dețin centrale electrice care funcționează pe gaze naturale, respectiv OMV Petrom - S.A. (CECC Brazi - 830 MW), S.N.G.N. Romgaz (CTE Iernut - 200 MW) și Electrocentrale București - S.A. (CET-uri însumând 580 MW);

b)

comercial - generat de vulnerabilitatea față de importurile de gaze naturale, în special în cazul unei crize regionale de energie;

7.

respectarea programului de realizare a stocurilor de cărbune, de gaze naturale și de apă până la intrarea în sezonul de iarnă 2023-2024;

8.

realizarea programului de mentenanță în centralele electrice pentru asigurarea unei disponibilități cât mai crescute, astfel încât la apariția unei disfuncționalități/indisponibilități la grupurile energetice aflate în funcțiune aceasta să poată fi înlocuită/substituită de grupuri energetice aflate în rezervă;

9.

disponibilizarea și realizarea lucrărilor de mentenanță la grupurile energetice în vederea funcționării în perioada sezonului de iarnă a TA5 - 105 MW și TA6 - 105 MW CET Brazi și TA1 - 50 MW CET Arad;

10.

asigurarea funcționării sistemelor centralizate de termoficare (atât a celor bazate pe grupuri de cogenerare, cât și a celor cu instalații termice de ardere) din punctul de vedere al mentenanței și al asigurării cu combustibil, pentru reducerea consumului de resurse energetice la nivelul unităților administrative și pentru a se evita creșterea consumului de energie electrică și de gaze naturale, în urma substituirii energiei termice cu cea electrică sau cu gazele naturale;

11.

prevederea de măsuri tehnice și organizatorice la nivel de operatori, în colaborare cu autoritățile locale, pentru asigurarea exploatării infrastructurii de transport terestru pe perioada iernii în condiții cât mai apropiate de cele normale, în mod special pe durata perioadelor meteorologice dificile/extreme (transport cărbune pe calea ferată, acces la mine, la sonde și la stații de gaze naturale, la depozite de gaze, la linii electrice aeriene, la centrale electrice regenerabile);

12.

creșterea volumului de energie electrică contractată pe termen mediu și lung pentru alimentarea consumatorilor, pentru reducerea volumului cantităților de energie electrică cumpărate în piață pentru ziua următoare;

13.

realizarea programului de mentenanță în rețeaua electrică de transport și în rețeaua electrică de distribuție pentru evitarea indisponibilizării centralelor electrice sau reducerii disponibilității centralelor electrice din cauza unor indisponibilități ale rețelelor electrice, respectiv de maximizare a capacității transfrontaliere la import de energie electrică;

14.

trecerea de la soluții constructive provizorii la soluții definitive (de bază) în cazul rețelelor electrice de transport și de distribuție, eventual cu întăriri și îmbunătățiri constructive, acolo unde este cazul, pentru reducerea riscului de apariție a unor incidente și de afectare a consumatorilor și a producătorilor de energie electrică;

15.

asigurarea de echipe de mentenanță și de intervenție pentru toate entitățile din sistemele de energie electrică și de gaze naturale pentru remedierea disfuncționalităților și asigurarea unui nivel de disponibilitate cât mai ridicat pentru infrastructurile proprii;

16.

realizarea unui stoc suficient de materiale și componente pentru remedierea/înlocuirea defecțiunilor care apar în instalațiile energetice, astfel încât timpul de remediere să fie cât mai mic;

17.

asigurarea accesului rapid la instalațiile energetice al echipelor de intervenție prin Comandamentul pentru situații de urgență, constituit la nivelul prefecturilor;

18.

asigurarea de grupuri Diesel pentru alimentarea consumatorilor sensibili, a agregatelor instalațiilor energetice pentru evitarea întreruperii alimentării extracției de gaze naturale, de țiței, de transport al combustibililor prin conducte, a serviciilor interne ale centralelor electrice;

19.

în situații de criză energetică regională sau europeană, scoaterea din conservare și utilizarea grupului TA7 Turceni prin activarea prevederii

art. 4 alin. (4) din Ordonanța de urgență a Guvernului nr. 108/2022

privind decarbonizarea sectorului energetic, aprobată cu modificări prin

Legea nr. 334/2022 , cu modificările și completările ulterioare;

20.

activarea măsurilor din Planul de urgență pentru securitatea aprovizionării cu gaze naturale în România, în situația apariției unor situații de criză în aprovizionarea cu gaze naturale. În contextul energetic european actual sunt obligatorii mobilizarea tuturor resurselor energetice disponibile, pregătirea și aprobarea unui program de iarnă în domeniul energetic pentru iarna 2023-2024, respectiv colaborarea și coordonarea tuturor entităților din sectorul energetic, dar și a celor care asigură suport.

C.

Măsuri suplimentare de siguranță și securitate în funcționare a Sistemului electroenergetic național În cazul situațiilor speciale care pot apărea în rețelele electrice de transport și distribuție cu ocazia manifestării unor fenomene meteorologice deosebite sau în situațiile în care apar defecțiuni, accidente sau avarii în instalații, operatorul de transport și sistem, precum și operatorii de distribuție concesionari vor informa fără întârziere concedentul în legătură cu apariția sau iminența unor situații de natură să facă imposibilă alimentarea cu energie electrică în zonele afectate. De asemenea, aceste informații vor fi transmise concomitent și Direcției generale management operațional, respectiv Departamentului pentru Situații de Urgență din cadrul Ministerului Afacerilor Interne.

În cazul în care volumele de gaze naturale necesare pentru acoperirea consumului producătorilor de energie electrică și termică sunt afectate de incidente care intră în sfera situațiilor de criză la nivel de urgență pe piața gazelor naturale, în conformitate cu prevederile legale în vigoare, se pot lua unele măsuri, pe perioadă limitată, pentru a menține siguranța și securitatea în funcționare atât a Sistemului electroenergetic național, cât și a Sistemului național de transport gaze naturale. Astfel, pentru menținerea parametrilor tehnici de funcționare a Sistemului național de transport gaze naturale și asigurarea necesarului de consum casnic, pot fi dispuse limitări privind consumul de gaze naturale al centralelor termoelectrice și al centralelor electrice de termoficare cu funcționare pe gaze naturale, potrivit reglementărilor legale în vigoare. Producătorii de energie afectați de această măsură și care au posibilitatea vor funcționa cu combustibil alternativ, respectiv cu păcură și/sau gaz furnal, având obligația de a constitui/contracta stocurile necesare suplimentare induse de această funcționare.

D.

Finanțarea programului de iarnă Achiziție combustibili Tabelul nr. 13 - Necesarul total de finanțare a programului de iarnă aferent perioadei 1 noiembrie 2023-31 martie 2024, pentru achiziția de combustibili

Operatori economici

Surse proprii, credite interne, subvenții

Producători de energie electrică și producători de energie electrică și termică în cogenerare

6,5 mld. lei

-----